CN106837269A - 一种低、特低渗透油藏co2驱近混相压力区域确定方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种低、特低渗透油藏CO₂驱近混相压力区域确定方法，包括步骤：1)选取并预处理物理模型岩心；2)加环压和抽真空；3)测量孔隙体积和计算孔隙度；4)加热至目标地层温度，水测渗透率；5)模拟饱和油过程，计算原始含油饱和度；6)模拟CO₂驱替，计算CO₂驱采收率；7)重复步骤1)～6)，得到不同驱替压力及回压条件下CO₂驱采收率；8)绘制CO₂驱采收率与回压的关系曲线；9)根据曲线斜率将CO₂驱分为非混相、近混相和混相三个阶段，得到非混相、近混相和混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线；10)根据非混相与近混相趋势线的交点和近混相与混相趋势线的交点确定低、特低渗透油藏CO₂驱近混相压力区域。

Description

一种低、特低渗透油藏CO2驱近混相压力区域确定方法

技术领域

本发明属于低渗透油藏CO₂驱开发技术领域，尤其涉及一种低、特低渗透油藏CO₂驱近混相压力区域确定方法。

背景技术

国内外众多学者研究表明，在诸多提高采收率的方法中，CO₂驱提高采收率技术占有重要的地位，在美国、加拿大等地区采用CO₂驱提高原油采收率取得了巨大成功。而随着我国CO₂气源的不断发现以及CO₂捕集技术的成熟，在我国CO₂驱技术也将成为一种经济有效的提高采收率技术。

CO₂驱技术按提高采收率作用机理的不同可分为非混相驱替、近混相驱替和混相驱替。其中，CO₂非混相驱替主要利用降粘、膨胀、溶解气驱等机理提高原油采收率，但受不利流度比、粘性指进等因素的影响，CO₂非混相驱替提高采收率的幅度有限，一般可提高采收率8％-15％。CO₂混相驱替依靠注入的CO₂与地层原油的反复接触引起的组分传质达到混相，可大幅度提高原油采收率，室内实验研究证实CO₂混相驱替的驱油效率可以达到90％以上；但是，近年来我国新发现的油气藏储量中，低渗透油藏约占总储量的50％以上，由于低渗透油藏存在低孔、低渗、非均质性严重等特点，且部分油藏CO₂驱的混相压力过高，限制了CO₂混相驱替在低渗透油藏提高采收率方面的应用与推广。

鉴于非混相驱替和混相驱替在低渗透油藏提高采收率方面应用的限制，Zick在1986年提出了一种凝析/蒸发型的驱替类型，依靠凝析、蒸发的双重作用，油气两相的界面张力较低，采收率可以达到90％以上，该驱替类型并非严格意义上的混相驱替。20世纪90年代，Shyeh-Yung等人提出了近混相气驱的概念，并利用长岩心驱替实验证实了在近混相条件下可获得较高的采收率。周学龙等人对注气混相与近混相驱的研究认为，如果严格按照混相驱替的评价标准，以往的混相驱替项目大部分均为近混相驱替。由此看来，CO₂近混相驱替提高采收率技术必将受到越来越多的重视。

虽然近混相驱替提出的概念较早，近年来CO₂近混相驱替越来越受到国内外学者的重视，国内外学者也进行了大量的研究，但大部分集中在近混相驱提高采收率的作用机理方面，而对储层条件下近混相驱替的实现条件及其判断认识尚不明晰。实际上，从非混相驱替到近混相驱替再到混相驱替是一个渐变的过程：当油藏压力较低时，CO₂只能与地层原油实现非混相驱替；随着注入压力增大，CO₂萃取和抽提原油的能力增强，达到一定程度后，CO₂非混相驱替可转化为近混相驱替；随着注入压力的进一步增大，CO₂不断与地层原油发生扩散传质，最终可实现多级接触混相。

发明内容

针对上述问题，本发明的目的是提供一种低、特低渗透油藏CO₂驱近混相压力区域确定方法，在精确模拟低渗透油藏储层流体及物性条件的基础上，借助一系列注CO₂岩心驱替实验，得到CO₂驱采收率与回压的关系曲线，并在CO₂驱采收率与回压关系曲线上确定非混相驱与近混相驱的转折点以及近混相驱与混相驱的转折点，进而可以在CO₂驱采收率与回压关系曲线上划分及确定低、特低渗透油藏CO₂驱的近混相压力区域。

为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：一种低、特低渗透油藏CO₂驱近混相压力区域确定方法，包括以下步骤：

1)选取满足孔隙度和渗透率要求的低渗透、特低渗透岩心作为物理模型岩心，并对物理模型岩心进行烘干，测量物理模型岩心的长宽高，计算物理模型岩心的视体积；对物理模型岩心进行防腐蚀处理；

2)对物理模型岩心加环压和抽真空；

3)向物理模型岩心中注入饱和地层水，测量物理模型岩心的孔隙体积，并计算物理模型岩心的孔隙度；

4)将物理模型岩心加热至目标地层温度，保持恒温12小时以上，并水测渗透率；

5)设定物理模型岩心的出口压力和模拟油注入速度，向物理模型岩心中加回压恒速饱和模拟油；在饱和模拟油的同时逐级增加环压，使得环压高于物理模型岩心内部压力2.5～3MPa；待物理模型岩心不再出水并恒定出油时，饱和模拟油过程结束，记录饱和模拟油体积，并计算原始含油饱和度；

6)设定物理模型岩心的出口压力和CO₂注入速度，向物理模型岩心中恒速注入CO₂，直至注入1.2倍孔隙体积的CO₂为止，记录驱替压力、出口液体和气体体积，计算CO₂驱采收率；

7)更换相同渗透率的低渗透、特低渗透岩心作为物理模型岩心，并逐渐增加物理模型岩心的出口压力，重复步骤1)～6)，依次得到不同驱替压力及回压条件下CO₂驱的采收率；

8)绘制不同驱替压力及回压条件下CO₂驱采收率与回压的关系曲线；

9)根据绘制的不同驱替压力及回压条件下CO₂驱采收率与回压关系曲线的斜率，将CO₂驱分为非混相驱阶段、近混相驱阶段和混相驱阶段三个阶段，分别将非混相驱阶段的CO₂驱采收率与回压关系曲线、近混相驱阶段的CO₂驱采收率与回压关系曲线以及混相驱阶段的CO₂驱采收率与回压关系曲线进行线性回归，得到非混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线、近混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线和混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线；

10)非混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线与近混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线相交于一点，该交点为压力下限点；近混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线与混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线相交于另一点，该交点为压力上限点；根据压力下限点和压力上限点确定的压力范围为低、特低渗透油藏CO₂驱近混相压力区域。

所述步骤1)中满足孔隙度和渗透率要求的低渗透、特低渗透岩心是指与目标区块油藏储层孔隙度和渗透率相同的天然露头岩心或人造岩心，要求岩心渗透率在1×10^-3μm²～100×10^-3μm²之间，岩心长度为30～100cm。

所述步骤1)中的防腐蚀处理是在物理模型岩心表面均匀涂抹环氧树脂涂层。

所述步骤2)中加环压压力为5～6MPa；抽真空时间为8～12小时。

所述步骤3)中注入的饱和地层水为根据目标区块地层水及注入水的矿物质组成配制的实验用模拟水基注入水。

直接利用目标区块油藏的井流物作为模拟油；或者，在无法获得井流物样品的情况下，根据目标区块油藏的井流物组成，配制能精确模拟目标区块油藏井流物组成的模拟油；

根据目标区块油藏的井流物组成配制模拟油，具体包括以下步骤：

①根据目标油田区块取样井的井流物组成，将目标区块油藏的脱水脱气原油以及烃类气体按照一定比例加入高温高压PVT装置，充分搅拌混合，配制成模拟油；

②采用高温高压PVT装置对模拟油进行高压物性分析，包括单次脱气实验、恒质膨胀实验、粘度测试实验，测得模拟油的粘度、密度、饱和压力，原油高压物性分析实验操作流程遵循行业标准SY/T 6481-2000；

③将地层原油与模拟油的粘度、密度、饱和压力数据进行对比分析，得到模拟油与地层原油的粘度、密度和饱和压力误差；

④如果配制的模拟油与地层原油的粘度、密度和饱和压力的误差精度均在5％范围以内，即认为模拟油精确模拟了目标区块取样井的井流物组成，误差精度满足要求；否则，重复步骤①～③。

本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：1、本发明的一种低、特低渗透油藏CO₂驱近混相压力区域确定方法，在精确模拟低渗透油藏储层流体及物性条件的基础上，借助一系列注CO₂室内岩心驱替实验，得到CO₂驱采收率与回压的关系曲线，并在CO₂驱采收率与回压关系曲线上划分及确定低渗透油藏CO₂驱的近混相压力区域，为矿场低渗透油藏CO₂近混相驱替的实施提供理论指导。2、本发明的一种低、特低渗透油藏CO₂驱近混相压力区域确定方法，根据井流物组成配制模拟油，可精确模拟低渗透油藏储层流体及物性，从而更精确地确定低渗透油藏CO₂驱的近混相压力区域，更接近实际储层情况，且实验具有可重复性，测量结果更为真实可靠。

附图说明

图1是不同驱替压力及回压条件下CO₂驱采收率与回压的关系曲线图；

图2是本发明的一种低、特低渗透油藏CO₂驱近混相压力区域确定平台的结构示意图；

图3是实施例一中不同驱替压力及回压条件下CO₂驱采收率与回压关系曲线图；

图4是实施例二中不同驱替压力及回压条件下CO₂驱采收率与回压关系曲线图；

图5是实施例三中不同驱替压力及回压条件下CO₂驱采收率与回压关系曲线图。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明进行详细的描述。

本发明的一种低、特低渗透油藏CO₂驱近混相压力区域确定方法，选取目标区块油藏的井流物作为模拟油或根据井流物组成配制模拟油，选取与目标区块油藏储层孔隙度和渗透率相同的天然岩心或人造岩心，在实验室内建立注CO₂岩心驱替实验的测试流程；在目标区块油藏温度条件下和精确模拟低渗透油藏储层流体及物性条件的基础上，进行一系列不同驱替压力及回压的CO₂驱油室内驱替实验，且驱替实验必须涵盖CO₂非混相驱实验、CO₂近混相驱实验以及CO₂混相驱实验；注入1.2倍孔隙体积CO₂过后，绘制CO₂驱采收率与回压的关系曲线；在CO₂驱采收率与回压关系曲线上确定非混相驱与近混相驱的转折点以及近混相驱与混相驱的转折点，进而可以在CO₂驱采收率与回压关系曲线上划分及确定低、特低渗透油藏CO₂驱的近混相区域。

根据上述原理，本发明提供的一种低、特低渗透油藏CO₂驱近混相压力区域确定方法，具体包括以下步骤：

1)选取与目标区块油藏储层孔隙度和渗透率相同的天然岩心或人造岩心作为物理模型岩心，要求岩心渗透率在1×10^-3μm²～100×10^-3μm²之间，岩心长度30～100cm，可为柱状岩心或方岩心；对物理模型岩心进行烘干，测量物理模型岩心的长宽高，计算物理模型岩心的视体积V_b；对物理模型岩心进行防腐蚀处理，防止CO₂腐蚀岩心夹持器的胶皮筒。其中，对物理模型岩心进行防腐蚀处理可以是在物理模型岩心表面均匀涂抹环氧树脂涂层。

2)对物理模型岩心加环压和抽真空：将物理模型岩心放入岩心夹持器中，加环压5～6MPa，并抽真空8～12小时。

3)向物理模型岩心中注入饱和地层水，测量物理模型岩心的孔隙体积V_p，并计算物理模型岩心的孔隙度φ＝V_p/V_b×100％。其中，注入的饱和地层水为根据目标区块地层水及注入水的矿物质组成配制的实验用模拟水基注入水。

4)将物理模型岩心加热至目标地层温度，并保持恒温12小时以上，并水测渗透率。可采用恒温箱对物理模型岩心进行加热。

水测渗透率是在开展驱替实验前，向岩心中以0.1mL/min～1mL/min的恒定注入速度注入水，计量注入压力，然后根据达西公式K＝QμL/(A·Δp)计算岩心的渗透率。水测渗透率是岩心驱替实验流程中的一个环节，由于驱替实验选取的实验岩心是天然岩心或人工压制岩心，其渗透率只知道大概范围，例如在1～10mD之间，经过水测渗透率环节后方可精确测定岩心的渗透率。

5)设定物理模型岩心的出口压力和模拟油注入速度，向物理模型岩心中加回压恒速饱和模拟油；在饱和模拟油的同时逐级增加环压，使得环压高于物理模型岩心内部压力2.5～3MPa；待物理模型岩心不再出水并恒定出油时，饱和模拟油过程结束，记录饱和模拟油体积V_oi，并计算原始含油饱和度S_oi＝V_oi/V_p×100％。

6)设定物理模型岩心的出口压力和CO₂注入速度，向物理模型岩心中恒速注入CO₂，直至注入1.2倍孔隙体积的CO₂为止，记录驱替压力、出口液体和气体体积、累产油量V_o等实验数据，计算CO₂驱采收率R_CO2＝V_o/V_oi×100％。

7)更换相同渗透率的特低渗透岩心作为物理模型岩心，并逐渐增加物理模型岩心的出口压力，重复步骤1)～6)，依次得到不同驱替压力及回压条件下CO₂驱的采收率。不同驱替压力及回压条件分别对应非混相驱、近混相驱和混相驱的条件。

8)绘制不同驱替压力及回压条件下CO₂驱采收率与回压的关系曲线。

9)如图1所示，根据绘制的不同驱替压力及回压条件下CO₂驱采收率与回压关系曲线的斜率，可以将CO₂驱大致分为非混相驱阶段、近混相驱阶段和混相驱阶段三个阶段，分别将非混相驱阶段的CO₂驱采收率与回压关系曲线、近混相驱阶段的CO₂驱采收率与回压关系曲线以及混相驱阶段的CO₂驱采收率与回压关系曲线进行线性回归，得到非混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线1、近混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线2和混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线3。

10)非混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线1与近混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线2相交于一点，该交点为压力下限点；近混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线2与混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线3相交于另一点，该交点为压力上限点；根据压力下限点和压力上限点确定一个压力范围，该压力范围即为低渗透油藏CO₂驱近混相压力区域。

上述实施例中，可以直接利用目标区块油藏的井流物作为模拟油，也可以根据目标区块油藏的井流物组成配制模拟油。根据目标区块油藏的井流物组成配制模拟油，具体包括以下步骤：

①根据目标油田区块取样井的井流物组成，将目标区块油藏的脱水脱气原油以及烃类气体按照一定比例加入高温高压PVT(PVT就是指压力(Pressure)-体积(Volume)-温度(Temperature)的关系)装置，充分搅拌混合，配制成模拟油；

②采用高温高压PVT装置对模拟油进行高压物性分析，包括单次脱气实验、恒质膨胀实验、粘度测试等实验，测得模拟油的粘度、密度、饱和压力等主要高压物性参数，原油高压物性分析实验操作流程遵循行业标准SY/T 6481-2000；

③将地层原油与模拟油的粘度、密度、饱和压力等数据进行对比分析，得到模拟油与地层原油的粘度、密度和饱和压力误差；

④如果配制的模拟油与地层原油的粘度、密度和饱和压力的误差精度均在5％范围以内，即可认为模拟油精确模拟了目标区块取样井的井流物组成，误差精度满足要求；否则，重复步骤①～③。

如图2所示，为了实现上述一种低、特低渗透油藏CO₂驱近混相压力区域确定方法，本发明还提供了一种低、特低渗透油藏CO₂驱近混相压力区域确定平台，其包括恒温箱1、恒压恒速泵2、岩心夹持器3、储油罐4、储水罐5、CO₂气罐6、气液分离装置7、液体计量装置8、气体计量装置9、压差变送器10和数据采集控制系统11；其中，岩心夹持器3、储油罐4、储水罐5、CO₂气罐6、气液分离装置7、液体计量装置8以及气体计量装置9均设置在恒温箱内；岩心加持器3用于夹持实验模型，岩心夹持器3一端通过管道分别与储油罐4、储水罐5和CO₂气罐6相连接，另一端通过管道与气液分离装置7相连接；储油罐4、储水罐5和CO₂气罐6均与位于恒温箱1外部的恒压恒速泵2相连接；气液分离装置7同时与液体计量装置8和气体计量装置9相连接；数据采集控制系统11用于采集实验数据，并对实验进行控制。岩心夹持器3与气液分离装置7之间还设置有回压控制阀12；数据采集控制系统11还包括压力传感器(图中未示出)，用于测量岩心夹持器前端的压力。

上述实施例中，恒温箱1采用KDHW-Ⅱ型自控恒温箱，工作温度0～150℃；恒压恒速泵2采用HAS-100HSB型恒压恒速泵，工作压力0～30MPa，控制流速0～20mL/min；岩心夹持器3的尺寸为30×4.5×4.5cm³、50×4.5×4.5cm³、80×4.5×4.5cm³，工作压力0～35MPa；储油罐4工作压力0～35MPa；储水罐5工作压力0～35MPa；CO₂气罐6工作压力0～35MPa；回压控制阀12工作压力0～35MPa；压差变送器10工作压力0～35MPa。

上述实施例中，还包括井流物配制与模拟实验装置，其为法国ST公司出产的无汞可视化柱塞式高压PVT装置。

下面以三个具体实施例，对本发明的一种低、特低渗透油藏CO₂驱近混相压力区域确定方法进行进一步说明。

实施例一：

本实施例中，根据目标区块地层水及注入水的矿物组成，采用目标油田区块的地层水及注入水配制实验用模拟水基注入水，水的总矿化度为80063.14mg/L，硬度为4905.79mg/L；根据目标油田区块取样井的井流物组成，使用目标油田区块脱气脱水原油与烃类气体按照一定比例混合配制成模拟油，模拟油粘度为2.38mPa·s；采用高纯度CO₂作为注入气体，气体纯度为99.99％；目标油田区块的地层温度为60℃。

采用本发明的一种低、特低渗透油藏CO₂驱近混相压力区域确定方法，确定目标油田区块油藏的CO₂驱近混相压力区域，具体包括以下步骤：

1)采用一系列人工压制的低渗透岩心作为物理模型岩心，物理模型岩心的气测渗透率为20×10^-3μm²，物理模型岩心尺寸为30×4.5×4.5cm³；对物理模型岩心进行烘干，测量物理模型岩心的长宽高，计算物理模型岩心的视体积；在物理模型岩心表面均匀涂抹环氧树脂涂层，防止CO₂腐蚀岩心夹持器的胶皮筒；

2)将物理模型岩心放入岩心夹持器中，加环压5～6MPa，并抽真空8～12小时；

3)向物理模型岩心中注入饱和地层水，测量物理模型岩心的孔隙体积，并计算物理模型岩心的孔隙度；

4)设定恒温箱温度为目标地层温度60℃，恒温12小时以上，水测渗透率；

5)将物理模型岩心的出口端通过回压控制阀设定出口压力为14.1MPa，设定注入速度为0.05～0.1mL/min，加回压恒速饱和模拟油；在饱和模拟油的同时逐级增加环压，使得环压高于物理模型岩心内部压力2.5～3MPa；待物理模型岩心出口端不再出水并恒定出油时，饱和模拟油过程结束，记录饱和模拟油体积，并计算原始含油饱和度；

6)物理模型岩心的出口端通过回压控制阀设定出口压力为14.1MPa，设定注入速度为0.1mL/min，恒速注入CO₂，直至注入1.2倍孔隙体积的CO₂为止，记录驱替压力、出口端液体和气体体积等实验数据，计算CO₂驱采收率；

7)更换相同渗透率的特低渗透岩心作为物理模型岩心，通过回压控制阀控制物理模型岩心出口压力逐步由14.4MPa增加至22.5MPa，并分别重复步骤1)～6)，依次得到不同驱替压力及回压条件下CO₂驱的采收率，具体实验结果如表1所示；

表1 30cm长岩心CO₂驱采收率与回压关系(20×10^-3μm²)

从表1可以看出，各实验组的低渗透岩心储层物性大致相同，气测渗透率均为20×10^-3μm²，岩心孔隙度在14％～18％之间，原始含油饱和度在42％～49％之间。在低渗透油藏储层及流体物性大致相近的基础上，进行了不同回压条件下CO₂驱替实验，包括非混相驱替、近混相驱替以及混相驱替。当回压从14.4MPa增加至21.6MPa时，注入1.2倍孔隙体积的CO₂过后，岩心的采收率从非混相驱的84.2％增大至混相驱的92.8％。

8)绘制不同驱替压力及回压条件下CO₂驱采收率与回压的关系曲线，如图3所示。

9)从图3中可以看出，CO₂驱采收率与回压的变化关系可分大致为三个阶段：(1)非混相阶段：CO₂驱采收率随着回压的增加而缓慢增大，在此阶段内CO₂与原油处于非混相状态；(2)近混相阶段：CO₂驱采收率随着回压的增加而迅速增大，在此阶段内CO₂与原油处于近混相状态；(3)混相阶段：随着回压的增加，CO₂驱采收率的增幅再次变缓，在此阶段内CO2已与地层原油实现动态混相。

分别将非混相驱阶段的CO₂驱采收率与回压关系曲线、近混相驱阶段的CO₂驱采收率与回压关系曲线以及混相驱阶段的CO₂驱采收率与回压关系曲线进行线性回归，得到非混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线1、近混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线2和混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线3。

10)非混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线1与近混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线2相交于16.1MPa，则16.1MPa为压力下限点；近混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线2与混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线3相交于18.4MPa，则18.4MPa为压力上限点；据此可以确定，该目标区块油藏CO₂驱的近混相压力区域为16.1MPa～18.4MPa。在近混相压力区域范围内，CO₂采收率随着回压的增大而迅速增加，CO₂与地层原油不断进行扩散和传质，依靠凝析、蒸发双重作用大幅度提高原油采收率。

实施例二：

本实施例中，采用本发明的方法确定目标油田区块油藏的CO₂驱近混相压力区域时，采用的物理模型岩心的尺寸为50×4.5×4.5cm³；其他实验条件、实验材料和具体步骤与实施例一中基本相同，得到不同驱替压力及回压条件下CO₂驱的采收率，具体实验结果如表2所示；绘制不同驱替压力及回压条件下CO₂驱采收率与回压的关系曲线，如图4所示。

表2 50cm长岩心CO₂驱采收率与回压关系(20×10^-3μm²)

从表2可以看出，各实验组的低渗透岩心储层物性大致相同，气测渗透率均为20×10^-3μm²，岩心孔隙度在15％～19％之间，原始含油饱和度在33％～41％之间。在低渗透油藏储层及流体物性大致相近的基础上，进行了不同回压条件下CO₂驱替实验，包括非混相驱替、近混相驱替以及混相驱替。当回压从13.5MPa增加至22.2MPa时，注入1.2倍孔隙体积的CO₂过后，岩心的采收率从非混相驱的71.3％增大至混相驱的92.6％。

从图4可以看出，CO₂驱采收率与回压的变化关系可分大致为三个阶段：(1)非混相阶段：CO₂驱采收率随着回压的增加而缓慢增大，在此阶段内CO₂与原油处于非混相状态；(2)近混相阶段：CO₂驱采收率随着回压的增加而迅速增大，在此阶段内CO₂与原油处于近混相状态；(3)混相阶段：随着回压的增加，CO₂驱采收率的增幅再次变缓，在此阶段内CO₂已与地层原油实现动态混相。

分别将非混相驱阶段的CO₂驱采收率与回压关系曲线、近混相驱阶段的CO₂驱采收率与回压关系曲线以及混相驱阶段的CO₂驱采收率与回压关系曲线进行线性回归，得到非混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线1、近混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线2和混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线3。

非混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线1与近混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线2相交于15.8MPa，则15.8MPa为压力下限点；近混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线2与混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线3相交于19.4MPa，则19.4MPa为压力上限点；据此可以确定，该目标区块油藏CO₂驱的近混相压力区域为15.8MPa～19.4MPa。

实施例三：

本实施例中，采用本发明的方法确定目标油田区块油藏的CO₂驱近混相压力区域时，采用的物理模型岩心的尺寸为80×4.5×4.5cm³；其他实验条件、实验材料和具体步骤与实施例一中基本相同，得到不同驱替压力及回压条件下CO₂驱的采收率，具体实验结果如表3所示；绘制不同驱替压力及回压条件下CO₂驱采收率与回压的关系曲线，如图5所示。

表3 80cm长岩心CO₂驱采收率与回压关系(20×10^-3μm²)

从表3可以看出，各实验组的低渗透岩心储层物性大致相同，气测渗透率均为20×10^-3μm²，岩心孔隙度在14％～18％之间，原始含油饱和度在36％～39％之间。在低渗透油藏储层及流体物性大致相近的基础上，进行了不同回压条件下CO₂驱替实验，包括非混相驱替、近混相驱替以及混相驱替。当回压从13.5MPa增加至22.2MPa时，注入1.2倍孔隙体积的CO₂过后，岩心的采收率从非混相驱的61.9％增大至混相驱的90.7％。

从图5可以看出，CO₂驱采收率与回压的变化关系可分大致为三个阶段：(1)非混相阶段：CO₂驱采收率随着回压的增加而缓慢增大，在此阶段内CO₂与原油处于非混相状态；(2)近混相阶段：CO₂驱采收率随着回压的增加而迅速增大，在此阶段内CO₂与原油处于近混相状态；(3)混相阶段：随着回压的增加，CO₂驱采收率的增幅再次变缓，在此阶段内CO₂已与地层原油实现动态混相。

分别将非混相驱阶段的CO₂驱采收率与回压关系曲线、近混相驱阶段的CO₂驱采收率与回压关系曲线以及混相驱阶段的CO₂驱采收率与回压关系曲线进行线性回归，得到非混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线1、近混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线2和混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线3。

非混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线1与近混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线2相交于15.5MPa，则15.5MPa为压力下限点；近混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线2与混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线3相交于19.5MPa，则19.5MPa为压力上限点；据此可以确定，该目标区块油藏CO₂驱的近混相压力区域为15.5MPa～19.5MPa。

综合对比实施例一、实施例二与实施例三，还可得出以下结论：

(1)在实验条件大致相近的条件下，CO₂驱的近混相压力区域与岩心长度关系密切，岩心长度越长，测得的近混相压力区域的范围越大；

(2)岩心长度越长，CO₂近混相区域的压力下限越低，即更易实现CO₂的近混相驱替，在矿场试验中也可轻易通过实现CO₂近混相驱来提高原油的采收率。

(3)岩心长度越长，CO₂近混相区域的压力上限越高，即更难实现CO₂的混相驱替，由此可见，大部分所谓的CO₂混相驱矿场试验均可归结为CO₂近混相驱。

(4)一方面，CO₂混相驱的实现难度较大；另一方面，CO₂近混相驱亦可显著提高原油的采收率，因此在低渗透油藏CO₂驱矿场试验中可不必追求混相驱替，只要实现近混相驱替即可获得较好的开发效果。本发明对低渗透油藏CO₂近混相驱的矿场试验具有指导作用，借助本发明可确定低渗透油藏CO₂近混相驱的压力区域，当注气压力处于近混相的压力区域范围内，即可实现CO₂的近混相驱替。

上述各实施例仅用于说明本发明，其中各部件的结构、设置位置及其连接方式等都是可以有所变化的，凡是在本发明技术方案的基础上进行的等同变换和改进，均不应排除在本发明的保护范围之外。

Claims (10)

1.一种低、特低渗透油藏CO₂驱近混相压力区域确定方法，包括以下步骤：

1)选取满足孔隙度和渗透率要求的低渗透、特低渗透岩心作为物理模型岩心，并对物理模型岩心进行烘干，测量物理模型岩心的长宽高，计算物理模型岩心的视体积；对物理模型岩心进行防腐蚀处理；

2)对物理模型岩心加环压和抽真空；

3)向物理模型岩心中注入饱和地层水，测量物理模型岩心的孔隙体积，并计算物理模型岩心的孔隙度；

4)将物理模型岩心加热至目标地层温度，保持恒温12小时以上，并水测渗透率；

5)设定物理模型岩心的出口压力和模拟油注入速度，向物理模型岩心中加回压恒速饱和模拟油；在饱和模拟油的同时逐级增加环压，使得环压高于物理模型岩心内部压力2.5～3MPa；待物理模型岩心不再出水并恒定出油时，饱和模拟油过程结束，记录饱和模拟油体积，并计算原始含油饱和度；

6)设定物理模型岩心的出口压力和CO₂注入速度，向物理模型岩心中恒速注入CO₂，直至注入1.2倍孔隙体积的CO₂为止，记录驱替压力、出口液体和气体体积，计算CO₂驱采收率；

7)更换相同渗透率的低渗透、特低渗透岩心作为物理模型岩心，并逐渐增加物理模型岩心的出口压力，重复步骤1)～6)，依次得到不同驱替压力及回压条件下CO₂驱的采收率；

8)绘制不同驱替压力及回压条件下CO₂驱采收率与回压的关系曲线；

9)根据绘制的不同驱替压力及回压条件下CO₂驱采收率与回压关系曲线的斜率，将CO₂驱分为非混相驱阶段、近混相驱阶段和混相驱阶段三个阶段，分别将非混相驱阶段的CO₂驱采收率与回压关系曲线、近混相驱阶段的CO₂驱采收率与回压关系曲线以及混相驱阶段的CO₂驱采收率与回压关系曲线进行线性回归，得到非混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线、近混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线和混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线；

10)非混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线与近混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线相交于一点，该交点为压力下限点；近混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线与混相CO₂驱采收率与回压关系曲线趋势线相交于另一点，该交点为压力上限点；根据压力下限点和压力上限点确定的压力范围为低、特低渗透油藏CO₂驱近混相压力区域。

2.如权利要求1所述的一种低、特低渗透油藏CO₂驱近混相压力区域确定方法，其特征在于，所述步骤1)中满足孔隙度和渗透率要求的低渗透、特低渗透岩心是指与目标区块油藏储层孔隙度和渗透率相同的天然露头岩心或人造岩心，要求岩心渗透率在1×10^-3μm²～100×10^-3μm²之间，岩心长度为30～100cm。

3.如权利要求1或2所述的一种低、特低渗透油藏CO₂驱近混相压力区域确定方法，其特征在于，所述步骤1)中的防腐蚀处理是在物理模型岩心表面均匀涂抹环氧树脂涂层。

4.如权利要求1或2所述的一种低、特低渗透油藏CO₂驱近混相压力区域确定方法，其特征在于，所述步骤2)中加环压压力为5～6MPa；抽真空时间为8～12小时。

5.如权利要求3所述的一种低、特低渗透油藏CO₂驱近混相压力区域确定方法，其特征在于，所述步骤2)中加环压压力为5～6MPa；抽真空时间为8～12小时。

6.如权利要求1或2或5所述的一种低、特低渗透油藏CO₂驱近混相压力区域确定方法，其特征在于，所述步骤3)中注入的饱和地层水为根据目标区块地层水及注入水的矿物质组成配制的实验用模拟水基注入水。

7.如权利要求3所述的一种低、特低渗透油藏CO₂驱近混相压力区域确定方法，其特征在于，所述步骤3)中注入的饱和地层水为根据目标区块地层水及注入水的矿物质组成配制的实验用模拟水基注入水。

8.如权利要求4所述的一种低、特低渗透油藏CO₂驱近混相压力区域确定方法，其特征在于，所述步骤3)中注入的饱和地层水为根据目标区块地层水及注入水的矿物质组成配制的实验用模拟水基注入水。

9.如权利要求1或2或5或7或8所述的一种低、特低渗透油藏CO₂驱近混相压力区域确定方法，其特征在于，直接利用目标区块油藏的井流物作为模拟油；或者，在无法获得井流物样品的情况下，根据目标区块油藏的井流物组成，配制能精确模拟目标区块油藏井流物组成的模拟油；

根据目标区块油藏的井流物组成配制模拟油，具体包括以下步骤：

①根据目标油田区块取样井的井流物组成，将目标区块油藏的脱水脱气原油以及烃类气体按照一定比例加入高温高压PVT装置，充分搅拌混合，配制成模拟油；

②采用高温高压PVT装置对模拟油进行高压物性分析，包括单次脱气实验、恒质膨胀实验、粘度测试实验，测得模拟油的粘度、密度、饱和压力，原油高压物性分析实验操作流程遵循行业标准SY/T 6481-2000；

③将地层原油与模拟油的粘度、密度、饱和压力数据进行对比分析，得到模拟油与地层原油的粘度、密度和饱和压力误差；

④如果配制的模拟油与地层原油的粘度、密度和饱和压力的误差精度均在5％范围以内，即认为模拟油精确模拟了目标区块取样井的井流物组成，误差精度满足要求；否则，重复步骤①～③。

10.如权利要求6所述的一种低、特低渗透油藏CO₂驱近混相压力区域确定方法，其特征在于，直接利用目标区块油藏的井流物作为模拟油；或者，在无法获得井流物样品的情况下，根据目标区块油藏的井流物组成，配制能精确模拟目标区块油藏井流物组成的模拟油；

根据目标区块油藏的井流物组成配制模拟油，具体包括以下步骤：

①根据目标油田区块取样井的井流物组成，将目标区块油藏的脱水脱气原油以及烃类气体按照一定比例加入高温高压PVT装置，充分搅拌混合，配制成模拟油；

②采用高温高压PVT装置对模拟油进行高压物性分析，包括单次脱气实验、恒质膨胀实验、粘度测试实验，测得模拟油的粘度、密度、饱和压力，原油高压物性分析实验操作流程遵循行业标准SY/T 6481-2000；

③将地层原油与模拟油的粘度、密度、饱和压力数据进行对比分析，得到模拟油与地层原油的粘度、密度和饱和压力误差；

④如果配制的模拟油与地层原油的粘度、密度和饱和压力的误差精度均在5％范围以内，即认为模拟油精确模拟了目标区块取样井的井流物组成，误差精度满足要求；否则，重复步骤①～③。